Évaluation des futures rampes d'énergie solaire d'Australie avec des projections climatiques

Rapports scientifiques volume 13, Numéro d'article : 11503 (2023) Citer cet article

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Les niveaux croissants de pénétration du photovoltaïque (PV) dans le réseau électrique posent des défis à la fois à la conception et à l’exploitation du réseau en raison de sa vulnérabilité au changement climatique. Un aspect crucial du fonctionnement du photovoltaïque réside dans les rampes de puissance qui entraînent une variabilité et une instabilité du réseau. Avec un déploiement photovoltaïque notable à grande échelle prévu, y compris la plus grande infrastructure d'énergie solaire au monde à Powell Creek en Australie, la caractérisation des futures rampes est cruciale pour garantir une production d'électricité stable afin de soutenir le développement économique à grande échelle. À l'aide des projections de CORDEX-Australasie selon les scénarios d'émission RCP8.5 et RCP4.5, les futures rampes solaires à travers l'Australie ont été caractérisées jusqu'en 2100. Les résultats prédisent une réduction de l'ampleur de la rampe à travers l'Australie, avec des changements de fréquence et de durée de période variant selon l'emplacement. Ce travail souligne l’importance de prendre en compte les changements climatiques futurs lors de la conception de parcs solaires à grande échelle afin de garantir l’intégration de dispositifs de contrôle de fréquence et de plans de stockage pour une alimentation électrique fiable.

La capacité installée des systèmes d’énergie solaire connectés au réseau augmente rapidement à l’échelle mondiale1. Cependant, l’intégration de systèmes photovoltaïques (PV) à grande échelle dans le réseau électrique pose un défi technique important en raison de la nature variable de la ressource solaire. Les fluctuations de l’irradiance horizontale globale (GHI) provoquées par les mouvements des nuages sont responsables de périodes intermittentes de production d’énergie photovoltaïque. Par temps clair, la puissance photovoltaïque générée devrait suivre une courbe diurne prévisible similaire au GHI à cet endroit2. Cependant, cette courbe diurne change brusquement en raison des mouvements des nuages qui peuvent entraîner une augmentation ou une diminution soudaine du débit (appelées rampes). Des cumulus épars de beau temps peuvent générer des rampes variant de quelques secondes à quelques minutes, tandis qu'un ensemble de stratus opaques peut générer des rampes qui diminuent la production d'énergie pendant plusieurs heures3. Ainsi, les rampes affectent la quantité d’électricité produite et la fiabilité des systèmes photovoltaïques. À des niveaux de pénétration solaire plus élevés, des fluctuations soudaines de la quantité d’énergie photovoltaïque produite peuvent nuire au fonctionnement des systèmes électriques et au rapport offre-demande sur différentes échelles de temps4. Pour répondre à la demande locale d’électricité, les gestionnaires de réseau doivent réagir aux fluctuations de l’électricité photovoltaïque induites par les nuages et équilibrer la production excédentaire ou déficitaire significative des générateurs photovoltaïques intégrés. Des rampes d'une durée plus courte (en secondes) peuvent provoquer des scintillements de tension locaux, ce qui augmente le besoin d'équipements de régulation (par exemple, des changeurs de prises en charge) et augmente ainsi les coûts de maintenance. À des échelles de temps plus longues (en minutes), les variations de la puissance produite par les panneaux photovoltaïques peuvent avoir un impact significatif sur la stabilité du réseau et la qualité de l'énergie5. Il est donc essentiel d’identifier et de prévoir l’apparition de rampes pour planifier les solutions de stockage et les développements technologiques en matière de dispositifs de contrôle de rampe.

Les rampes solaires ont été étudiées dans différentes parties du monde5,6,7,8 à l’aide d’observations de puissance photovoltaïque2,9 ou GHI5,10. Ces études ont quantifié les événements de rampe à l'échelle d'une centrale photovoltaïque et ont mis en évidence leur impact sur le réseau. La variabilité de l'énergie produite est affectée par les conditions du ciel5,11,12 influencées par les événements météorologiques locaux2,10,13. Peu d’études ont identifié les événements météorologiques localisés responsables de l’apparition de rampes2,9,13 et ont également étudié leur variabilité saisonnière et annuelle9. Les changements futurs dans les conditions de couverture nuageuse et les conditions météorologiques dus au changement climatique influenceront l’apparition de rampes dans différentes parties du monde.

Malgré plusieurs études sur les rampes solaires, la plupart reposent sur des observations s’étalant sur moins de deux ans. En outre, les recherches antérieures dans ce domaine visent soit à développer de nouvelles techniques de prévision14,15,16,17, soit à identifier les comportements de rampe sur des centrales photovoltaïques à grande échelle spécifiques à un site à l'aide de données historiques2,6,18. Des recherches minimales ont été menées à une plus grande échelle spatiale pour examiner les modèles de distribution progressive. Aucune étude n'a été entreprise pour suggérer comment les propriétés des rampes d'énergie solaire changeront en raison du changement climatique. L'Australie possède l'une des meilleures ressources solaires au monde, et le déploiement de systèmes photovoltaïques à grande et à petite échelle a rapidement augmenté dans toute l'Australie pour atteindre les objectifs de zéro émission nette19. Avec l'augmentation de la demande de production et d'intégration d'électricité solaire en Australie, il est essentiel de comprendre la nature et l'ampleur de ces variations de l'énergie photovoltaïque à différentes échelles de temps pour planifier des solutions de stockage et une régulation stable du réseau. Même si peu d'études liées à la variabilité du GHI en Australie ont été entreprises4,20 dans le passé, des études limitées se sont concentrées sur les rampes d'énergie solaire en Australie21,22, sans aucune étude relative aux événements de rampe dans toute l'Australie à ce jour.

17.5% of the installed capacity) during the historical period (Fig. 1a). The ramp magnitude is projected to significantly decline ~ 0.4 to 0.5% under RCP4.5 (Fig. 1b) and > 0.45% under the RCP8.5 scenario (Fig. 1c) in the far future. Northern Australia is expected to have the highest decline in the ramp magnitude for RCP4.5. Under the RCP8.5 scenario, we expect a maximum decline in Australia's Northern and Eastern regions. We analyze the ramps at the 90th percentile to assess the extreme ramp events. The ramp magnitude at the 90th percentile (referred to as extreme ramps here) is highest near the east coast of Australia during the historical period (Fig. 1d). These extreme ramps are projected to decline throughout the country in the future for both periods under RCP4.5 and RCP8.5 emission scenarios (Fig. 1e,f). During the far future period, the magnitude decreases further under both scenarios. The highest decline occurs in the East and some parts of North Australia (up to 1.5% of the installed capacity). Additionally, it is interesting to note that even though the maximum decline in the mean ramp magnitude is in the Western part of the continent in the future, the maximum reduction in extreme ramp magnitude is projected in the East and North. This reveals that cloud-induced variability in PV generation for future periods is projected to decrease; hence, the requirement for an extensive storage facility to maintain grid stability at all times of the day will reduce./p> 200 per year) (Fig. 2d). It is predicted that there will be a slight increase in the number of extreme ramps in some parts of North and East Australia in the future, with decreases elsewhere. The maximum increases in the extreme ramps are predicted in the North and East of the continent (up to 4 per year) during the far future period under RCP4.5 (Fig. 2e), while similar increases are expected to occur only near the East (up to 6 per year) under RCP8.5 (Fig. 2f). Further, it can be noted that the spatial patterns for the changes in mean ramp frequency are similar to the changes in the extreme ramp frequency. This indicates that the peak and the tail of ramp frequency distribution will shift in a similar direction in the future. The future reduction in the number of ramp events at a location indicates that fewer onload tap-change operations will be required to maintain constant voltage, thus reducing the chances of grid imbalance and reducing the installation and maintenance costs of ramp control devices in the future. However, regions with future increases in ramp frequency require more robust ramp control devices to avoid grid instability and voltage flicker issues./p> 150 min/day) during the historical period (Fig. 3a). During the far future period, the ramping periods are projected to decrease in the West and increase in the East under both scenarios (Fig. 3b,c). There is a significant reduction in ramping periods near the West and South-Eastern Coast under both scenarios in the far future period. During the historical period, Northern Australia experienced the most extended periods of extreme ramps (Fig. 3d). It is interesting to note that the maximum increases in future extreme ramp periods are near Northern, Central and Eastern coastal regions of Australia for both scenarios (Fig. 3e,f), unlike the mean ramp periods with increases confined to Eastern Australia./p>

80 per year) by the end of the century. The mean ramping period duration is expected to significantly increase, with the increase mostly observed in Northern and Eastern Queensland under both scenarios (up to 50 h per year) by the end of the century. These changes reach up to 5% of the historical values are statistically significant near Queensland and the western and south-western regions of Australia. These are the regions where the future changes are large compared to the variability in the ensemble members. The future changes in ramp frequency and periods are higher under the RCP8.5 scenario. It is important to emphasize that the results show the dependence of ramps on future emission scenarios. Our results highlight that different emission scenarios used by regional climate models can significantly affect the magnitude of future changes in ramp characteristics. The high emission scenario RCP8.5 projects up to two times higher future changes in ramp characteristics than the intermediate emission scenario RCP4.5. Hence, it is essential to estimate the future intermittency by considering different emission scenarios to accurately assess the storage requirements for reliable and stable grid operation in the future./p>